Опробование и испытание пластов в скважине

Испытание скважины

Испытание пластов в процессе бурения

Испытание пластов, вскрываемых в процессе бурения, проводится с помощью комплекта испытательных инструментов (КИИ). КИИ обеспечивает вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости и определение основных гидродинамических характеристик испытуемого пласта.

Применение КИИ допускается при условии отсутствия проявлений и осложнений (затяжек, посадок инструмента и т.д.) и заполнении скважины стабильной промывочной жидкостью, соответствующей требованиям проекта и геолого-техническому наряду (ГТН). Выполнение стандартного каротажа и кавернометрии (профилеметрии) перед испытанием обязательно.

Если состояние ствола скважины и промывочной жидкости создают опасность прихвата инструмента, то необходимо дополнительно обработать буровой раствор реагентами (понизителями вязкости, смазочной добавкой), промыть скважину в объеме не менее двух циклов. За безопасную продолжительность испытания принимается продол­жительность последнего безопасного цикла проверки скважины на прихват. Величина депрессии в период испытания должна быть не менее величины противодавления столба бурового раствора на пласт, действующего в процессе вскрытия пласта бурением. При заданной депрессии должны сохраниться устойчивость пород объекта испытания и прочность колонны труб на смятие.

Испытания проводятся в каждой 10-й скважине при максимальном угле не более 15°.

Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне

Испытанию в эксплуатационной колонне подлежат отложения: Турнейского яруса .Согласно техническому заданию на проектирование проектом принята закрытая конструкция забоя, т.е. до начала работ по испытанию пласты будут перекрыты зацементированной обсадной колонной.

Испытание продуктивных горизонтов производится снизу вверх, с передвижного агрегата “Cooper” – LTO-250 или А-60.

Вскрытие пласта перфорацией

В качестве основного способа вторичного вскрытия пласта служит кумулятивный способ перфорации. Перфорационной средой является солевой раствор, приготовленный на основе технической воды и хлористого калия, плотностью 1.05 г/см³ и обработанный гидрофобизирующим ПАВ.

В целях повышения гидродинамического совершенства скважины и сохранения целостности цементного кольца за колонной рекомендуется применять для вторичного вскрытия пластов новые модификации перфораторов, в частности, кумулятивный корпусной перфоратор многократного использования ПК - 105С, который является аналогом четырехдюймового американского перфоратора с окнами. Кумулятивные заряды для ПК - 105С изготавливаются по современным технологиям, обеспечивающим хорошую пробивную способность, чистоту перфорационного канала. Как альтернативные варианты предлагаются перфораторы ПРК-42, ПМИ-48, ПС-И2. Перед перфорацией на устье скважины устанавливается перфозадвижка — ЗФПЛ-125х14.

Освоение скавжин

В качестве основного способа вызова притока используется метод свабирования. Для его осуществления необходимо иметь следующее оборудование и технику: подъемную установку (“Cooper” – LTO-250 или А-60), геофизический подъемник типа ПКС-5 с геофизическим кабелем, лубрикатор, емкость объемом 10-20 м³ (с уровнемером), АНЦ-320 - 1шт., ППУ - 1шт. (при температуре окружающей среды ниже 0°С), оборудование, монтируемое на устье скважины, и оборудование, спускаемое в скважину.

Основные технические требования по подготовке скважины к свабированию: НКТ должны быть новые, при спуске они должны быть прошаблонированы, низ НКТ оборудуется специальной воронкой, механическим пакером или «стоп-кольцом», предназначенным для предотвращения падения сваба в интервале перфорации, скважина должны быть оборудована превентором с глухими плашками и стандартной фонтанной арматурой.

Основные технологические особенности процесса свабирования следующие: первый раз сваб спускают на глубину 200 - 300 метров под уровень жидкости и производят подъем до глубины 250 - 300 м от устья на 3 или 4 скорости подъемника; дальнейшие спуски производят на глубину 200 - 500 м ниже установившегося уровня жидкости скважины; свабирование заканчивают после получения притока флюида или снижения уровня жидкости до проектной глубины. Применение метода свабирования предпочтительно для метода притока из нефтяных пластов с хорошо выраженными коллекторскими свойствами, где не требуется очистки призабойной зоны от загрязнений (от фильтрата и твердых частиц бурового и тампонажного растворов) и есть большая вероятность получения промышленного притока нефти (фонтанного и т.п.).

В случае отсутствия притока, в результате циклического воздействия на пласт в течение 2-3 ч. (15-20 циклов), решается вопрос о целесообразности применения метода циклического воздействия в сочетании с кислотной обработкой пласта или обработкой раствором ПАВ - гидрофобизаторов в промысловой нефти. Сущность комбинированного воздействия заключается в следующем: при отсутствии притока (при слабом притоке) после 15-20 циклов воздействия через струйный насос в пласт закачивают раствор кислоты или раствор ПАВ - гидрофобизатора нефти . Далее продолжают циклическое воздействие на пласт с помощью струйного насоса (количество циклов воздействия уточняется на практике), а затем закаченный раствор кислоты или ПАВ откачивают из пласта на поверхность с помощью того же струйного насоса.

Благодаря гидрофобизации поверхности пор пласта и твердых загрязнений создаются благоприятные условия для удаления из пласта застрявщих в поровом пространстве твердых частиц. Циклическое гидродинамическое воздействие на пласт в присутствии нефтяного раствора на ПАВ усиливает эффект очистки пласта от жидких и твердых загрязнений (проявляется эффект активизатора стиральной машины).

При производстве работ по испытанию скважин, для жидкостей извлекаемых из скважины, на кустовой площадке устанавливаются емкости из расчета 2-х объемов жидкости вытесняемой из скважины (пока вывозится жидкость из одной, заполняется другая). В данном случае полный объем жидкости вытесняемой из обсадной колонны равен 40,3м³. Значит 2 ёмкости по 40м³.

Жидкость получаемая в результате испытания скважины вывозится на ближайшую ДНС или закачивается в коллектор рабочей скважины если таковая имеется.

Сдача скважин заказчику.

Скважина может быть сдана заказчику, если в ней выполнены все работы, предусмотренные индивидуальным техническим проектом на строительство, планоми работ на исследование, освоение и проектом на обустройство.

После завершения строительства скважина должна отвечать следующим требованиям:

• скважина пробурена до проектного забоя;

• профиль скважины позволяет спустить и эксплуатировать глубинно-насосные установки и другое оборудование без аварий;

• забой скважины находится в пределах круга допуска;

• обсадные колонны герметичны;

• пласты разобщены, отсутствуют заколонные перетоки;

• скважина выведена на режим, по ней получена продукция по характеру и в объеме, соответствующим характеристикам пласта, или достигнута проектная приемистость для нагнетательных скважин.

Техническая документация и сдача скважины.

Во время строительства ведется дело скважины, в которое подшиваются планы, акты, заключения геофизических исследований и другие документы, составляющиеся на всех этапах строительства скважины. Дело скважины ведется в двух экземплярах: 1- отправляется заказчику, 2 - остается у подрядчика.

При передаче Дела скважины составляется акт, который подписывают представители Заказчика и Подрядчика. После рассмотрения Дела скважины Заказчиком созывается комиссия, на которой Подрядчик, в лице главного инженера, главного геолога и технолога сдают, а Заказчик, в лице главного инженера и зам.начальника по геологии, принимает скважину, и согласовывает с представителем Ростехнадзора.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: